e
www.quotidianoenergia.it
Anno 11 numero 17 - chiuso alle ore 19:05 di giovedì 29 gennaio 2015
gasdotto galsi
Si decide in aprile
upstream abu dhabi
pag. 2
quirinale
Finalmente si
inizia a votare
Tanti i provvedimenti
in attesa alle Camere
di Romina Maurizi
Finalmente si comincia a
votare per eleggere il nuovo
Capo dello Stato. La speranza è che si faccia presto
e soprattutto bene. Una soluzione condivisa (in queste
ore il PD ha fatto il nome di
Sergio Mattarella) eviterebbe
il rischio, segnalato da più di
un osservatore politico, che
Total in maxi-progetto
pag. 4
collegato ambientale
“No aggravio oneri”
pag. 7
risultati Gazprom
Pesano rublo e Ucraina
pag. 11
mercato elettrico
italia hub del gas
“La riforma è improrogabile”
Transitgas-Tenp
sarà bidirezionale L’appello di Assoelettrica. Allarme Eurelectric:
Approvata la decisione
finale di investimento
Fluxys ha preso la decisione
finale d’investimento per rendere
bidirezionale il flusso dei gasdotti
Transitgas e Tenp.
a pag. 2
Tap, il Tar sblocca
i carotaggi
il crollo prezzi mette gli investimenti a rischio
Assoelettrica torna sulla riforma del mercato elettrico ribadendo un messaggio prioritario: “è
improrogabile”. “Il settore attraversa una crisi senza precedenti”
- dice il presidente Testa. Intanto
Eurelectric ha presentato un rapporto da cui emerge un marcato
calo degli investimenti nelle Fer
tra il 2011 e il 2013.
a pag. 9 e 11
capacity market
Perché aspettare ancora? (pag. 8)
la proposta
crollo petrolio
Cambia il rapporto di convenienza dei carburanti
Offtaker per contratti a
lungo termine nelle Fer
Gli austriaci svalutano
asset per 700 m.ni €
I consumatori appaiono più massicciamente orientati a fare
il self per risparmiare sugli impianti delle compagnie. Il “famoso” servizio che era l’arma degli impianti tradizionali, sembra
sempre più in disuso.
Il 2015 potrebbe essere l’anno
di riforma del mercato elettrico.
Si dovrebbero cercare soluzioni
innovative per le rinnovabili.
Nel 2015 il gruppo angloolandese taglierà le spese di 15
m.di dollari, quello austriaco da
3,9 a 2,5-3 m.di euro l’anno.
pag. 6
a pag. 10
a pag. 11
pag. 2
segue a pag. 7
rete & extrarete
Cresce il self e si vede sui Prezzi Italia
Shell e Omv, giù
gli investimenti
Oggi in evidenza su
dati preliminari 2014
Cdp, utile in calo
ma oltre le attese
Mobilitate risorse per 29
m.di € (+5%). Intanto, ok
assemblea ad ampliamento
perimetro d’azione
pag. 12
AU, una mission
ambientale
Greggi, su lo spread Wti-Brent
PAG.
4
Rating di legalità: boom di richieste
PAG.
7
Energia Ue, mercati più flessibili
PAG. 11
Enel chiude cessione SF Energy a Sel/DE
PAG. 12
Gli indici energia (pag. 3)
L’edizione 2015 dell’Omc Daily sarà curata
dalla redazione di quotidianoenergia.it
mercato gas
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Italia hub del gas,
arriva la decisione
finale d’investimento
Il sistema Transitgas-Tenp sarà
bidirezionale dall’estate 2018
Fluxys ha preso la decisione finale d’investimento per rendere bidirezionale il flusso dei
gasdotti Transitgas e Tenp. Dalla fine dell’estate 2018, sarà così possibile trasportare gas
attraverso la Svizzera dall’Italia alla Germania
e alla Francia, nonché tra Germania e Francia.
Non solo. Se la richiesta di capacità SudNord dovesse crescere, sottolinea una nota,
“gli investimenti al momento decisi saranno
progressivamente aumentati per includere
anche capacità nell’area di mercato Gaspool
in Germania e Belgio, creando così anche un
accesso al Regno Unito e connettendo perciò
i tre più grandi mercati europei”.
Gli investimenti per rendere bidirezionale il
sistema Transitgas-Tenp “sono allineati con
il progetto reverse flow dell’operatore italiano
Snam”, aggiunge la nota, spiegando che “il
ventaglio di fonti disponibili in Italia includono gas da Azerbaijan, Africa e potenzialmente
altre fonti una volta che sarà in funzione il Corridoio Sud”.
Fluxys sottolinea inoltre che la bidirezionalità del sistema Transitgas-Tenp favorirà la liquidità tra le piattaforme del gas di Italia (Psv),
Francia (Peg Nord e Peg Sud) e Germania
(Ncg).
Gli investimenti previsti dall’operatore della
rete belga, conclude la nota, “includono interventi per l’inversione del flusso alle stazioni di
compressione sia in Svizzera che in Germania, nonché la realizzazione di un impianto di
deodorizzazione che per la prima volta permetterà alla Germania di importare gas da
Paesi con altre tecniche di odorizzazione”.
Fluxys non ha indicato né l’entità degli investimenti previsti per il progetto né la capacità
del futuro flusso Sud-Nord.
In base ai piani avviati da Snam (QE
20/3/14), già dalla fine di quest’anno, o al più
tardi all’inizio del 2016, sarà possibile esportare dall’Italia alla Svizzera 5 milioni di mc di
gas al giorno (1,82 miliardi di mc l’anno) grazie
a una serie di interventi sulla rete di trasporto:
un impianto di misura a Passo Gries e i metanodotti da 48” Cremona-Sergnano (50 km)
e Poggio Renatico-Cremona (150 km) e da
56” Zimella-Cervignano (171 km). Quest’ultima linea è l’unica opera ancora in costruzione
(fine lavori entro l’anno), le altre sono state già
completate.
In una seconda fase, che terminerà nel
2018 in linea con i tempi previsti dal progetto
di Fluxys, la capacità di esportazione italiana
salirà a 40 m.ni mc/g (14,6 m.di mc/anno), a
seguito della realizzazione di altri gasdotti e
stazioni di compressione.
2
Galsi, il destino
si saprà in aprile
Sonatrach: “Ancora in corsa”
Malgrado l’attuale situazione di mercato
il progetto Galsi non è stato abbandonato,
sebbene il termine finale per la decisione
di investimento abbia subito l’ennesimo
(quanto atteso) slittamento ad aprile 2015.
E’ quanto emerge dalle dichiarazioni del
presidente e d.g. ad interim di Sonatrach,
Said Sahnoun: “La decisione finale sull’investimento è stata rinviata fino ad aprile
- ha detto il manager algerino all’agenzia
Aps - I partner del progetto stanno studiando la possibilità di costruire il gasdotto transcontinentale”.
A ottobre il progetto era stato escluso
dall’accesso ai fondi Ue nell’ambito del Programma energetico europeo per la ripresa
(Eepr), ma a dicembre il gasdotto tra Italia e
Algeria è stato comunque incluso nella lista
dei Progetti prioritari Ue (QE 29/12/14).
Sempre a ottobre (QE 30/10/14), l’a.d. di
Enel Francesco Starace aveva detto che il
Galsi “è un bel problemino, perché non si
giustifica più un gasdotto alla luce dell’evoluzione del prezzo del gas algerino e del
disincanto degli altri investitori”.
Dopo la cessione della quota detenuta dalla Regione Sardegna (11,5%), i soci dell’iniziativa sono rimasti Sonatrach (41,6%), Edison
(20,8%), Enel (15,6% ) e Hera (10,4%). Con
quote che dovrebbero essere incrementate
proporzionalmente a seguito dell’acquisto
della partecipazione della Regione.
Tap, il Tar Lazio
sblocca i carotaggi
Accolto il ricorso cautelare
della società contro lo
stop ai lavori imposto dal
Comune di Melendugno.
Merito il 10 giugno
Il Tar Lazio sblocca i carotaggi del
gasdotto Tap (QE 22/12/14).
I giudici hanno infatti accolto il ricorso cautelare della società Trans
Adriatic Pipeline, sospendendo l’ordinanza del Comune di Melendugno
che lo scorso 7 settembre aveva imposto lo stop ai lavori.
Il Tribunale ha tenuto conto del
“prevalente interesse pubblico alla
realizzazione dell’infrastruttura, che
si configura quale opera strategica e
di preminente interesse per lo Stato,
come evidenziato dalla stessa difesa
erariale, che ha aderito, in camera
di consiglio, alla richiesta cautelare
svolta dalla parte ricorrente”.
I giudici hanno anche rilevato “i profili
di urgenza delle indagini” di carotaggio,
ricordando che per esse “non è risultato necessario il nulla osta paesaggistico” e che costituiscono “adempimento
della prescrizione del decreto Via”.
L’udienza sul merito è stata fissata
per il 10 giugno.
La giornata gas
28 GENNAIO 2015
Rete nazionale: preconsuntivo del gas trasportato
Totale immesso (di cui)
Importazioni
- Mazara del Vallo
- Tarvisio
- Passo Gries
- Gela
- Gorizia
- Panigaglia
- Cavarzere
- Livorno
Produzione Nazionale
Stoccaggi (1)
- Stogit
- Edison Stoccaggio
Totale prelevato (di cui)
Riconsegne di terzi e consumi di sistema (di cui)
- Termoelettrico
- Industriale
- Impianti di distribuzione (2)
Reti di terzi e consumi di sistema (3)
- Esportazione Gorizia
milioni di mc da 38,1 MJ
323,3
156,0
12,9
71,3
35,7
18,6
0,0
0,0
17,5
0,0
15,2
152,1
147,1
5,0
323,3
314,1
65,3
42,4
206,4
9,2
0,2
Giornata termica: 05.59 - 06.00
(1) Stoccaggi Stogit e Edison Stoccaggi (“-”: immissioni; “+”: prelievi)
(2) Comprende prelievi civili e industriali da rete locale
(3) Comprende transiti, esportazioni e riconsegne rete SGI
Fonte: QE su dati Snam Rete Gas
INDICI
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Greggi ($/b)
GAS (€/MWH)
28/1
Var. % 27/1
Var. % 2014
WTI (Futuri)
44,45
-3,85
-54,34
Brent (Futuri)
48,47
-2,28
Paniere Opec
44,08
1,94
Paniere QE Italia
47,97
-2,30
28/1
Var. % 27/1
Psv (ITA) *
23,30
2,19
-55,06
NetConnect (DE)
20,31
0,97
-57,89
GasPool (DE)
20,27
1,30
-57,02
Ttf (NL)
19,79
1,75
Zeebrugge (BE)
19,98
1,34
Gaspoint Nordic
20,33
0,98
*Indice Magi mese successivo
Fonte: QE su dati mercato
Fonte: QE su dati mercato
Costo termoelettrico (€/MWh)
gen-15
feb-15
ITEC
64,37
57,96
ITEC12
59,49
56,58
EMISSION TRADING (€/TON)
Fonte: Ref-e
Ecx/Ice
BORSA ELETTRICA ITALIA
Eex
Prezzi Ipex (€/MWh)
Var. % 27/1
6,96
0,72
6,76
-0,88
Fonte: QE su dati mercato
F1
F2
F3
29/1
57,00
54,01
43,78
var. % sett.
-2,17
-1,66
-1,55
Media
Piene
Vuote
29/1
53,15
56,49
44,54
var. % sett.
-1,99
-1,97
-1,71
PRINCIPALI TITOLI ENERGIA (€)
Domanda Sistema Italia
Media oraria (MW)
37.824
Massima (MW)
46.609
Prezzo ora max (€/MWh)
60,88
Ora max
28/1
18:00 - 19:00
Fonte: elaborazione QE su dati GME
BORSE EUROPEE 29/1 (€/MWH)
Base Load
Peak 8.00-20.00
Powernext (Fr)
49,60
56,79
Eex (De)
26,24
32,70
Ipex
51,75
56,81
29/1
28/1
Eni
14,930
15,200
Enel
4,004
4,004
Snam
4,376
4,350
Terna
3,942
3,918
A2A
0,841
0,847
Acea
9,930
10,010
Saras
1,005
1,001
Hera
2,154
2,190
Iren
1,028
1,024
Erg
10,230
10,350
Ascopiave
1,900
1,895
Fonte: QE su dati Borsa Italiana
CAMBIO €/$ 29/1 1 € = 1,1315 $ (var. -0,0029)
Fonte: QE su dati Bce
Fonte: QE su dati mercato
Leggi l’ultimo numero di
e
Sul tuo Pc, iPad o Smartphone il settimanale
della tecnologia, dell’innovazione e dell’efficienza
e
3
e7.mag.quotidianoenergia.it
mercati petroliferi
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Prezzi carburanti,
torna la stabilità
Prezzi medi praticati con servizio (€/l) del 29/1/2015 NAZIONALE
Mercati
internazionali
in
salita sulla benzina e fermi sul
diesel. Check-Up Prezzi QE
Mercati internazionali dei prodotti petroliferi in aumento soltanto sulla benzina (fermo il diesel) e prezzi raccomandati sulla rete carburanti nazionale che
dopo i rialzi degli ultimi giorni ritrovano
la stabilità.
Eni
TotalErg
Esso
IP
Q8
Shell
Tamoil
No logo
Benzina
1,562
1,578
1,570
1,579
1,581
1,582
1,580
1,445
Diesel
1,481
1,496
1,483
1,498
1,508
1,501
1,503
1,352
Gpl
0,606
0,612
0,600
0,612
0,613
0,625
0,610
0,601
Fonte: quotidianoenergia.it (citazione obbligatoria)
La tabella riporta un valore medio stimato dei prezzi praticati al pubblico di benzina, diesel e Gpl in un campione di stazioni di servizio rappresentativo
della situazione nazionale.
Per visionare i valori minimi e massimi dei prezzi medi nazionali, lo spaccato della situazione nelle 4 macro-aree del Paese e utilizzare la funzione dei
grafici interattivi per confronti e analisi personalizzate (temporale, macro-zone e compagnie) occorre accedere a Check-Up prezzi QE.
Il servizio è disponibile in abbonamento, consultandone le condizioni sul sito.
Total in maxi-progetto
upstream ad Abu Dhabi
Alla major francese il 10%
della concessione Adco
Sul territorio, comunque, prezzi praticati ancora in salita ovunque, in scia ai recenti ritocchi all’insù dei listini. Secondo
quanto risulta in un campione di impianti
che rappresenta la situazione italiana per
il servizio Check-Up Prezzi QE, il prezzo
medio praticato “servito” della benzina va
oggi dall’1,562 euro/litro di Eni all’1,582
di Shell (no-logo a 1,445). Per il diesel si
passa dall’1,481 euro/litro di Eni all’1,508
di Q8 (no-logo a 1,352). Il Gpl, infine, è tra
0,600 euro/litro di Esso e 0,625 di Shell
(no-logo a 0,601).
Le punte minime sempre sul “servito”
(no-logo escluse), osservate per tutti e tre
i prodotti nel nord Italia, sono oggi fino a
1,477 euro/litro per la benzina, 1,430 per il
diesel e 0,565 per il Gpl e risultano ancora
in crescita.
4
a
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la
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i di
QE
p
U
k i
c
e
Chprezz
Total ha annunciato oggi la firma con il
Supreme Petroleum Council di Abu Dhabi
e la locale compagnia di Stato Abnoc di un
accordo che conferisce alla major francese il
10% della concessione Adco, in cui si trovano i 15 principali campi onshore di Abu Dhabi che rappresentano oltre la metà dell’intera
produzione petrolifera dell’Emirato.
La concessione, precisa una nota, ha
validità dal 1° gennaio 2015 e una durata
di 40 anni. La produzione media di Adco
è prevista quest’anno in circa 1,6 milioni
di barili al giorno, che al 2017 saliranno a
1,8 m.ni b/g.
“Total è onorata di essere la prima
compagnia internazionale ad essere stata scelta dal Governo di Abu Dhabi e da
Adnoc per partecipare a questa nuova
concessione onshore e di essere stata scelta come leader tecnico di due dei
maggiori gruppi di campi”, ha dichiarato
l’amministratore delegato del colosso
d’oltralpe, Patrick Pouyanné.
ric a c ar b ur
Greggi, su lo
spread Wti-Brent
Sull’olio Usa pesa ancora
il boom degli stock. Bene
il mercato del lavoro
americano e tedesco
Seduta a due colori per Wti e
Brent, con il benchmark americano
che dopo l’impennata delle scorte
Usa registrata ieri (a Cushing ci si è
avvicinati di nuovo ai 39 m.ni b) non
è riuscito a beneficiare degli spunti
incoraggianti emersi dai dati macro
pubblicati in giornata. Oltreoceano,
infatti, le richieste di sussidi di disoccupazione sono scivolate ai minimi
dall’aprile del 2000 (-23.000 nell’ultima settimana), mentre in Germania il
tasso dei senza lavoro si è attestato
in gennaio al 6,5%, livello più basso
degli ultimi 20 anni.
Alle 16.50, quindi, il greggio statunitense cedeva 50 cent a 44 $/b, mentre il marker europeo guadagnava 20
cent a 48,7 $/b.
Con Check-Up Prezzi QE, Quotidiano Energia - in collaborazione con
Oil & Energy Consulting – fornisce il monitoraggio e la sintesi dei prezzi
dei carburanti praticati sul territorio dalle grandi Compagnie
e dai No Logo. Valori in continuo movimento, in funzione della crescente
Per poter analizzare al meglio queste dinamiche, il servizio - disponibile
su abbonamento - permette di consultare on line tali valori e scaricare
tabelle e grafici interattivi.
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mercati petroliferi
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Stacco Italia-Ue,
il diesel crolla
sotto il cent/litro
Prezzi UE e prezzi in Italia al netto delle imposte (€/litro)
rilevazione del 26/1/2015
In caduta libera anche lo scarto
sulla benzina. Tra i big scendono
solo i carburanti italiani
Nuovo deciso passo indietro per lo stacco
sul prezzo dei carburanti in Italia e in Europa,
con lo scostamento sul diesel crollato addirittura sotto la soglia del cent/litro. Dall’ultima
rilevazione dell’Unione Petrolifera, su dati
della Commissione Ue, emerge infatti che al
26 gennaio il divario sulla “verde” è diminuito
rispettivamente di 0,9 e di 1 cent nei confronti di Eurozona e Ue a 28, scivolando a quota
+1,1 e +1,6 cent/litro. Prezzi in salita in Germania (+1 cent), Spagna (+0,4 cent) e Regno
Unito (+0,4 cent), fermi in Francia e in discesa
solo in Italia (-0,9 cent).
Lo stacco sul diesel, dal canto suo,
è arretrato di 0,9 cent a +0,7 cent/litro
sull’area euro e di 1 cent a +0,1 cent/litro sui Ventotto. Anche in questo caso i
prezzi italiani sono gli unici a scendere tra
i big continentali (-0,9 cent): Francia (+0,1
cent), Germania (+1,3 cent), Spagna (+0,3
cent) e Regno Unito (+0,5 cent).
Cresce di 0,4 cent a +10,5 e +10,3 cent/
litro il differenziale sul gasolio riscaldamento, mentre lo scarto negativo sul denso Btz
si attesta a -0,024 euro/kg e -0,028 euro/kg.
Benzina
Diesel
Gasolio riscald.
O.c. denso Btz
Benzina
Austria
0,433
0,492
0,455
0,252
media
Belgio
0,405
0,456
0,425
0,226
U.E. 28
Bulgaria
0,441
0,503
0,436
-
U.E. Euro
Cipro
0,457
0,526
0,498
0,629
Diesel
Croazia
0,417
0,470
0,414
0,662
media
Scost.
Italia
Danimarca
0,493
0,563
0,633
0,363
U.E. 28
0,487
0,001
Estonia
0,402
0,482
0,506
-
U.E. Euro
0,481
0,007
Finlandia
0,466
0,559
0,498
-
Gasolio riscaldamento
Francia
0,426
0,440
0,484
0,307
media
Germania
0,430
0,482
0,425
-
U.E. 28
Grecia
0,435
0,563
0,461
0,308
U.E. Euro
Irlanda
0,416
0,476
0,464
0,516
O.c. denso Btz
Italia
0,450
0,488
0,550
0,300
media
Lettonia
0,422
0,500
0,487
-
U.E. 28
0,328
Lituania
0,403
0,491
0,433
0,200
U.E. Euro
0,324
Lussemburgo
0,457
0,503
0,433
-
Malta
0,694
0,722
0,708
-
Olanda
0,434
0,491
0,360
0,465
Polonia
0,440
0,489
0,500
0,390
Portogallo
0,443
0,514
0,483
0,453
Per. Ceca
0,431
0,525
0,441
0,306
Romania
0,429
0,500
0,364
0,481
Slovacchia
0,473
0,540
-
0,250
Slovenia
0,406
0,440
0,402
0,360
Spagna
0,465
0,508
0,424
0,319
Svezia
0,439
0,540
0,429
0,304
U.K.
0,409
0,492
0,397
-
Ungheria
0,448
0,519
0,519
0,486
0,434
0,438
0,447
0,445
Scost.
Italia
0,016
0,011
Scost.
Italia
0,103
0,105
Scost.
Italia
-0,028
-0,024
O.c. denso Btz 1% di zolfo tranne che per Bulgaria, Cipro, Lettonia, Lituania e Malta con qualità di
zolfo Atz.
Prezzo dell’O.c denso espresso in €/Kg
Fonte: Unione Petrolifera su dati Commissione Europea
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rete & extrarete
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Sempre più self, e si vede sui Prezzi Italia
Intanto cambia il rapporto di convenienza dei carburanti: diesel e Gpl incalzano il metano
6
Carburanti, margini degli operatori (€/litro)
Benzina
0,300
0,280
0,260
0,240
0,220
0,200
0,180
0,160
29-gen-15
29-nov-14
29-set-14
29-lug-14
29-mag-14
0,120
29-mar-14
0,140
29-gen-14
Diesel
0,300
0,280
0,260
0,240
0,220
0,200
0,180
0,160
29-gen-15
29-nov-14
29-set-14
29-lug-14
0,120
29-mag-14
0,140
29-mar-14
Rete - Inversione di tendenza con i
prezzi dei carburanti in salita. Causa
esclusiva del dietrofront il crollo dell’euro verso il dollaro.
Gli impianti che portano i colori delle
compagnie petrolifere praticano i seguenti prezzi con servizio: benzina €/l
1,48-1,65, diesel €/l 1,43-1,54, Gpl €/l
0,56-0,63, metano €/kg 0,94-1,04.
Gli impianti della Gdo, da parte loro,
sono rimasti generalmente fermi con la
verde a €/l 1,33-1,46, diesel €/l 1,221,34, Gpl €/l 0,52-0,60, metano €/kg
0,84-0,96.
Prendendo in esame il prezzo Italia
elaborato dal Mse il 16 dicembre 2014 e
quello ultimo del 26 gennaio, risulta per
la benzina un ribasso di 13 centesimi al
litro e per il diesel di 12,5 centesimi.
Questi dati segnalano almeno due fenomeni che sono sotto gli occhi degli
osservatori di mercato: le compagnie
reagiscono sempre più decisamente
alla concorrenza delle no-logo e della
Gdo, prova ne sia i prezzi self registrati
da Check-up Prezzi QE che uguagliano
quelle degli “indipendenti” e il peso sul
mercato di questi ultimi risulta in continuo aumento.
Si può certamente aggiungere a tutto
questo il fatto che i consumatori sono
sempre più massicciamente orientati a
fare il self per risparmiare sugli impianti delle compagnie. Il “famoso” servizio
che era l’arma degli impianti tradizionali,
sembra sempre più in disuso.
I dati consuntivi delle vendite 2014
sono impietosi per le reti delle petrolifere. Per la benzina le loro vendite sono diminuite di 560 milioni di litri, per il diesel
di 335. Per le no-logo sono aumentate
rispettivamente di 370 e 796 milioni di
litri.
Altra interessante novità è il mutato
rapporto di convenienza dei vari carburanti alla luce degli attuali prezzi di mercato. Il costo kilometrico risulta di 5,5
cent di € per il metano di 6,1 per il Gpl, di
7,7 per il diesel e di 12,7 per la benzina.
In particolare diesel e Gpl hanno guadagnato terreno e la grande convenienza che il metano ha di norma avuto è al
momento quasi svanita.
Margini -Il livello medio della settimana, rispetto alla precedente, risulta diminuito di 2,5 cent per la benzina e 2,9
per il diesel.
Rispetto al margine medio dei tre anni
precedenti è superiore di 0,9 per la benzina e invariato per il diesel.
29-gen-14
di Antonello Minciaroni
Fonte: elaborazioni Quotidiano Energia su dati di mercato
Mercato extrarete - I prezzi all’ingrosso nel periodo sono saliti per la benzina
di 2,1 cent, di 1,3 per il diesel.
Sulla base dell’attuale andamento dei
prodotti e della quotazione dell’euro per
lunedì 2 febbraio i prezzi saranno in discesa per il diesel, in salita per la benzina.
Reti no-logo - La differenza prezzi fra
rete ed extrarete è diminuita per la benzina di 2,5 e per il diesel di 3 cent.
Benzina: nord fra 1,41 e 1,46 €/l e centro-sud fra 1,41 e 1,47 €/l.
Diesel: nord fra 1,30 e 1,35 €/l e centro-sud fra 1,31 e 1,40 €/l.
Mercato - La produzione di greggio
negli Usa continua a salire. Nell’ultima
settimana ha raggiunto il suo massimo
da agosto 1973 a 9,213 mil/b/g.
Il presidente Obama, con una folta e
qualificatissima delegazione al seguito,
è andato a rendere omaggio al nuovo re
dell’Arabia Saudita. Evidentemente la situazione dei prezzi del greggio non sembra inficiare gli ottimi rapporti fra i due
Paesi. Pare piuttosto che il puzzle si stia
ricostruendo: gli Usa cercano l’indipendenza energetica e mettono in crisi Paesi
come la Russia e il Venezuela. L’Arabia
Saudita, dal canto suo, tiene sotto scacco l’avversario storico sciita iraniano.
Nel 2012 il prezzo raggiunse il suo
massimo assoluto a 97,7 € a barile. Nel
2014-2015 lo stesso oscilla fra 39,5 € e
84,8 €.
La quotazione odierna è 42,7 € in aumento di 0,4 € rispetto al periodo precedente.
italia
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
DALLA PRIMA PAGINA - Quirinale, finalmente si vota
ci si infili in una palude da cui difficilmente Governo e maggioranza
uscirebbero con la forza necessaria per portare a termine le tante
riforme avviate e annunciate.
Chiusa la lunga pagina del totoQuirinale, il Parlamento potrà così
tornare a lavorare a pieno ritmo
e non solo sui pur importanti Ddl
costituzionale e nuova legge elettorale. Ma anche su quelle norme
attese dalle imprese, soprattutto
in una fase di timidi segnali di ripresa.
Sono tanti i provvedimenti che
giacciono tra Camera e Senato. Partendo da Montecitorio e concentrandosi solo su quanto di interesse, deve ancora
entrare nel vivo il lavoro delle commissioni riunite Affari Costituzionali e Bilancio per
la conversione del DL Milleproroghe, pubblicato in Gazzetta a fine 2014. Un mese
quindi passato invano.
Molte le misure di rilievo presenti nel testo, tra cui: tassazione agroenergie,
Sistri, congelamento dell’aumento delle accise carburanti che sarebbe dovuto
scattare a inizio anno in virtù della clausola di salvaguardia legata alla cancellazione dell’Imu. Clausola disattivata col DL che ha introdotto una copertura alternativa legata alle maggiori entrate conseguenti al rientro dei capitali
dall’estero, aggiungendo tuttavia che se con questa strada non venissero reperite risorse sufficienti si ricorrerebbe a un aumento degli acconti Ires e Irap
nonché, dal 2016, a un rincaro delle accise. Una strada incerta su cui infatti
il servizio bilancio della Camera ha chiesto chiarimenti all’esecutivo che non
sono ancora arrivati.
A Montecitorio, commissioni Finanze-Attività Produttive, è stato appena assegnato anche il DL Investment Compact che prevede, tra le altre cose, misure per
favorire gli investimenti delle imprese, l’estensione delle agevolazioni previste per le
start up alle Pmi innovative, un nuovo ruolo di Sace a vantaggio dell’internazionalizzazione dell’economia.
Passando al Senato, è ancora in commissione Ambiente, dove dovrebbe
cominciare a breve il lavoro sugli emendamenti, il cosiddetto collegato ambientale alla Legge di Stabilità 2014. Il testo, approvato dalla Camera, contiene, tra l’altro, disposizioni in materia di Strategia per lo sviluppo sostenibile,
la valutazione di impatto sanitario per le centrali elettriche, l’eliminazione del
tetto dei 20 MW sui Seu, norme sui sottoprodotti utilizzabili negli impianti a
biomasse e biogas...
E in Senato, commissioni Industria-Ambiente, c’è anche il DL Ilva e sviluppo
di Taranto e il Ddl sui reati ambientali, appena approvato in sede referente dalle commissioni Giustizia-Ambiente. Sempre a Palazzo Madama, commissione
Affari Costituzionali, c’è - in prima lettura - il Ddl delega per la riorganizzazione
della P.A. cui sono stati recentemente presentati emendamenti per il taglio delle
partecipate.
La mole di provvedimenti è destinata presto a salire visto che Matteo Renzi ha
già annunciato per il 20 febbraio la presentazione dei decreti attuativi della delega
fiscale, i rimanenti del Job’s act e il Ddl concorrenza.
Per marzo il premier ha promesso inoltre il Green Act, per aprile interventi sulla
Rai e si spera che non sia l’occasione per ritentare l’inserimento del canone in bolletta già abbastanza gravata da oneri vari.
Tornando al Parlamento ci sono infine le attività conoscitive in corso, come
l’affare assegnato sulle strategie dei vertici delle partecipate dallo Stato in commissione Industria del Senato. Quelle approvate e non ancora partite: è il caso
dell’indagine sulle concessioni autostradali in commissione Ambiente della Camera o dell’affare assegnato sui vertici Sogin presso le commissioni Industria
e Ambiente di Palazzo Madama. O che attendono solo le conclusioni, come
l’indagine sui prezzi energia della commissione Industria sempre del Senato. A
proposito, che fine ha fatto?
7
Collegato ambientale:
“Evitare aggravio
oneri di sistema”
Il parere della X Senato
“Evitare che i nuovi adempimenti per le
imprese introdotti dal provvedimento - pur
finalizzati a migliorare l’impatto ambientale producano aggravi amministrativi ed economici al settore produttivo e che le modifiche
agli incentivi esistenti vengano attentamente
valutate per evitare un aggravio degli oneri di
sistema, ossia sulla bolletta elettrica, alla luce
dell’obiettivo annunciato dal governo di riduzione del 10% del prezzo dell’elettricità per le
piccole e medie imprese”.
Con questa condizione la X Commissione
Industria al Senato ha dato parere favorevole
al collegato ambientale della legge di stabilità
2014 (atto 1676), nella seduta del 27 gennaio.
Il presidente Mucchetti, relatore sul disegno
di legge, aveva formulato una proposta di parere favorevole con condizioni nella precedente seduta, che è risultata quella approvata.
Rating di legalità:
“Boom di richieste”
Antitrust: tra il 2013 e il 2014
sono più che raddoppiate
Le richieste inviate all’Antitrust per ottenere
il rating di legalità sono passate dalle 142 del
2013 alle 402 del 2014, per un totale di 544 al
31 dicembre scorso.
Secondo il presidente Giovanni Pitruzzella
“Il trend in forte crescita conferma la validità e
l’efficacia di un meccanismo premiale in funzione della trasparenza e della libera concorrenza. Questo, insieme alla repressione e alla
punizione dei reati, è il miglior antidoto contro
quella tassa occulta che è rappresentata dalla
corruzione”.
Del rating assegnato, spiega una nota,
secondo quanto prevede la legge e in base
a quanto previsto nel decreto n. 57/2014, “si
tiene conto in sede di concessione di finanziamenti da parte delle pubbliche amministrazioni, nonché in sede di accesso al credito
bancario”. In forza della stessa normativa, “gli
istituti di credito che omettono di tener conto
del rating attribuito in sede di concessione dei
finanziamenti alle imprese sono tenuti a trasmettere alla Banca d’Italia una dettagliata relazione sulle ragioni della decisione assunta”.
Nel dettaglio, a fine 2014 sono stati attribuiti
271 rating, pari al 50% delle richieste, contro
12 dinieghi. Per la maggioranza le richieste
provengono dal Nord, 43,3%, rispetto al 22%
del Centro e al 31,7% del Mezzogiorno. Circa
il 25% dei richiedenti, infine, opera in settori
come l’edilizia, le costruzioni, il trasporto merci
e persone, lo smaltimento dei rifiuti.
borsa elettrica - analisi
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Ipex, capacity market:
perché aspettare ancora?
Come ha riconosciuto l’Autorità i presupposti
per anticipare i tempi ci sono. Il capacity
payment “transitorio” sarebbe dovuto già
partire. A cura di Energy Advisors
Calma piatta sul mercato all’ingrosso italiano. La domanda si
mantiene in leggera ripresa, con consumi che salgono dell’1,57%
e prezzi che invece flettono del 2,74%. Sull’anno precedente i carichi sulla rete sono pressoché equivalenti (c’è una diminuzione
di 240 MW, ma è riconducibile al diverso andamento climatico,
con temperature superiori a quelle del 2014, che si traducono in
minori consumi). Se sommiamo il fattore climatico a quello efficienza (che continua a svilupparsi, sia nel residenziale, sia nell’industria), sotto il profilo del ciclo congiunturale rimane valida la
conclusione che la recessione è terminata e siamo all’inizio della
ripresa.
Quanto ai prezzi, che vedono una contrazione più accentuata
PREZZI IPEX - MGP
F1
€/MWh
F2
€/MWh
F3
€/MWh
01/04/2004 - 21/01/2015
88,87
75,13
51,39
71,97
22/01/2015
58,26
54,92
44,47
43,99
54,23
54,29
48,68
42,88
52,34
53,41
GIORNI
23/01/2015
58,76
54,92
26/01/2015
55,93
55,10
28/01/2015
56,27
57,65
24/01/2015
25/01/2015
27/01/2015
51,24
56,57
55,89
43,47
41,71
42,88
40,92
44,02
GIORNO
€/MWh
nelle ore vuote (con un -4,54% in F3), dopo il recupero della settimana scorsa, ma comunque non indifferente anche nelle piene
(-2,91% in F1) gioca certamente un ruolo anche l’elevata idraulicità che ha contraddistinto tutto il 2014 ed anche l’inizio del 2015.
Lo scorso anno la produzione idroelettrica, con oltre 58 TWh ha
toccato il massimo storico, superando il già elevato livello dei 54
TWh del 2013 (nel 2012 avevamo avuto solo 44 TWh).
Ovvio il riflesso sui prezzi, come sulle politiche di bidding dei
produttori come Enel ed A2A che dispongono di una consistente
capacità idroelettrica ed hanno messo in una sorta di mothballing commerciale i propri cicli combinati, che quasi non si affacciano sul mercato. Le perduranti incertezze sul capacity market,
sia nei tempi, sia nei meccanismi operativi ed in particolare sulla
sussistenza o meno di un floor e del suo livello, continuano a
tenere in vita, anche se marginali, impianti che girano meno di
1.000 ore l’anno, mantenendo alta l’overcapacity. E’ francamente
incomprensibile il ritardo che il Mse sta accumulando su questo tema, come sul capacity payment “transitorio”, quello che
avrebbe dovuto premiare la flessibilità e che avrebbe già dovuto
essere in funzione oggi.
Oltretutto ci sarebbero tutti i presupposti, come ha riconosciuto l’AEEGSI, per anticipare i tempi delle aste per il capacity market: con la perdurante overcapacity non c’è ragione di aspettare
i quattro anni inizialmente previsti e che erano funzionali a dare
tempo ad un nuovo entrante di costruire un nuovo impianto, perché non ci sono pazzi sul mercato. E’ sufficiente, come ha correttamente indicato l’Autorità aprire questo mercato anche agli
operatori esteri, per garantire parità di trattamento e concorrenza
su scala europea. Perché allora aspettare ancora?
Prezzi di Borsa dal 28 settembre '11 al 28 gennaio '15
Prezzo giorno
57,17
54,12
43,05
51,73
01/04/2004 - 28/01/2015
88,81
75,09
51,37
71,94
140
120
100
80
DOMANDA MEDIA SISTEMA ITALIA
F1
€/MWh
F2
€/MWh
F3
€/MWh
GIORNO
€/MWh
01/04/2004 - 21/01/2015
43.269
37.380
29.387
35.682
22/01/2015
42.860
39.409
27.610
37.057
37.477
31.457
28.135
36.050
37.479
37.310
GIORNI
23/01/2015
43.743
39.163
27.807
26/01/2015
42.616
38.917
25.231
28/01/2015
43.111
39.718
27.829
24/01/2015
25/01/2015
27/01/2015
34.063
43.563
39.734
26.243
28.135
27.704
22/01/2015 - 28/01/2015
43.179
37.310
27.426
01/04/2004 - 28/01/2015
43.269
37.380
29.384
34.995
35.681
PREZZI IPEX ORE PIENE E ORE VUOTE
ORE PIENE
€/MWh
ORE VUOTE
€/MWhh
01/04/2004 - 21/01/2015
86,54
56,12
22/01/2015
57,62
45,31
GIORNI
23/01/2015
24/01/2015
25/01/2015
58,00
44,48
48,68
60
40
20
-
2
se
8-
1
t-1
55,93
27/01/2015
56,65
42,42
44,98
28/01/2015
56,97
45,05
22/01/2015 - 28/01/2015
57,04
45,26
01/04/2004 - 28/01/2015
86,48
56,10
e
-g
28
12
n-
-m
28
ag
12
-se
28
2
t-1
e
-g
28
13
n-
-m
28
ag
13
-se
28
3
t-1
e
-g
28
14
n-
-m
28
ag
14
-se
28
4
t-1
5
-1
en
-g
28
INDICE ENERGY ADVISORS
F1
F2
F3
MEDIA
31/12/2014
104,46
128,39
148,64
Delta %
-15,76
113,99
97,00
28/01/2015
88,00
104,39
131,66
-18,69
-11,43
-14,9
VALORI MASSIMI DELLA SETTIMANA
PREZZO MAX (€/MWh)
DOMANDA SISTEMA
ITALIA (MW)
ORA
GIORNO
64,13
45.599
10-nov
23-gen-15
DOMANDA SISTEMA
ITALIA MAX (MW)
PREZZO (€/MWh)
ORA
GIORNO
46.142
62,43
17 - 18
27-gen-15
42,88
26/01/2015
8
Ore vuote
160
53,63
22/01/2015 - 28/01/2015
Ore piene
180
RAPPORTO PREZZI FASCIA
57,17
1,33
F1
F2
F3
54,12
43,05
74,57
1,26
1
1,24
mercato elettrico
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Assoelettrica: “Subito
la riforma del mercato
includendo le rinnovabili”
Il presidente Testa: “Sí a contratti
lungo termine, capacity market
può essere prima risposta”
All’indomani delle dichiarazioni del vice ministro dello Sviluppo Economico, Claudio De
Vincenti, sulla possibilità di definire un disegno organico di riforma del mercato elettrico
già nel 2015 (QE 28/1), Assoelettrica torna sul
tema. Ribadendo un messaggio prioritario:
“La riforma è improrogabile”.
“Il settore elettrico attraversa oggi una fase
di crisi senza precedenti - dice il presidente
Chicco Testa in una nota - e il mercato deve
essere adattato a questa nuova realtà. Gli impianti di generazione che operano in regime di
reale concorrenza sono sempre meno numerosi, anzitutto per la contrazione della domanda, che si trascina da tre anni, ma anche per
effetto dell’offerta da fonti rinnovabili che godono della priorità di dispacciamento. Il meccanismo di funzionamento del mercato del
giorno prima finisce con il favorire una parte
dell’apparato produttivo e non valorizza l’energia offerta da impianti termoelettrici, necessaria proprio per compensare quella offerta dagli
impianti rinnovabili non programmabili. Accade così che gli impianti selezionati in base al
merito economico non garantiscono un livello
sufficiente di riserva, mentre i mercati successivi assumono ormai una funzione strutturale e
non più solo contingente, essendo chiamati a
correggere l’esito del mercato del giorno prima
al fine di garantire la sicurezza del sistema”.
Per questo, sottolinea Testa, “si deve andare
verso una progressiva integrazione nel mercato di tutte le fonti, di quelle tradizionali così
come di quelle rinnovabili non programmabili.
Insomma, serve un mercato capace di funzionare adeguatamente e che sappia in futuro
aprirsi anche alla generazione distribuita ed
alla ulteriore e prevista crescita delle rinnovabili”.
Il presidente di Assoelettrica si sofferma
poi su due passaggi chiave della possibile riforma: i contratti a lungo termine e il capacity market. “Da un lato - sottolinea - dovranno
essere sviluppati strumenti per consentire la
contrattazione di lungo termine, la quale potrà
assicurare agli operatori una remunerazione
stabile nel tempo, requisito fondamentale in
un settore capital intensive, e forniture sicure
e non esposte alla volatilità dei prezzi tipici dei
mercati spot. Dall’altro lato, il capacity market,
che chiediamo entri nel vivo il prima possibile,
potrà rappresentare una prima riposta alla necessità degli operatori di disporre dei segnali
di lungo termine necessari per avviare una ristrutturazione del parco di generazione convenzionale”.
9
AVVISO A PAGAMENTO
TRIBUNALE CIVILE DI ROMA
Sezione Fallimentare
***
Fallimento “Tradecom Spa”
n. 960/2014 in esercizio provvisorio
Giudice Delegato: Dott. Luca Solaini
Curatore: Prof. Dott. Carlo Ravazzin
AVVISO DI VENDITA
DI COMPLESSO AZIENDALE
Il Curatore del Fallimento “Tradecom Spa” avvisa che nel quadro delle attivita’ finalizzate al realizzo dell’attivo intende procedere alla vendita di un
complesso aziendale cosi’ composto:
- Titoli abilitativi rilasciati per esercitare l’attività di somministrazione
dell’energia elettrica ai clienti finali sul mercato libero;
- Contratti di somministrazione di energia elettrica ai clienti finali
(piccole e medie imprese);
- Accordo Quadro Confcommercio – Tradecom, per la vendita preferenziale
del servizio alle imprese associate a Confcommercio;
- Attrezzature, beni materiali ed immateriali (software), strumentali
all’attività aziendale;
- Contratti di lavoro con i dipendenti;
- Contratti con il GME, Terna, Enel Distribuzione ed altri distributori locali;
- Contratto di agenzia con Sistema Reti s.r.l. in liquidazione;
- Altri rapporti contrattuali strettamente inerenti all’esercizio dell’attività
caratteristica di somministrazione dell’energia elettrica ai clienti finali;
- Marchio commerciale know how aziendale.
il tutto, comunque, come meglio descritto e specificato nei documenti inerenti
la procedura di vendita disponibili nella data room virtuale, consultabile, previo invio di una manifestazione di interesse e sottoscrizione di un accordo di
riservatezza sul sito www.tradecomenergia.com.
La procedura di vendita si espletera’ mediante un’asta, che si terra’ avanti
il notaio dottor Umberto Scialpi, avente studio in Roma, 00197, Via Pietro
Tacchini, 22 tel.: 06.80697754, il giorno 16 febbraio, 2015 alle ore 12,00.
Termine ultimo di presentazione delle offerte: giorno 16 febbraio 2015, alle
ore 11,00.
L’integrale disciplina della procedura di vendita e’ contenuta nel “DISCIPLINARE PER LA VENDITA DEL COMPLESSO AZIENDALE DELLA SOCIETA’ TRADECOM SPA IN FALLIMENTO IN ESERCIZIO PROVVISORIO” (in
breve: “Disciplinare di Vendita”). Anche il citato Disciplinare di Vendita puo’
essere consultato sul sito www.tradecomenergia.com, ad accesso libero.
Ai fini della presentazione delle offerte di acquisto, il prezzo base d’asta deI
Complesso Aziendale e’ stabilito nella misura di euro 1.370.000,00 (euro
unmilionetrecentosettantamila/00);
Il presente avviso, in ogni caso, non costituisce proposta irrevocabile né offerta al pubblico, né sollecitazione al pubblico risparmio, né impegna in alcun
modo il Curatore Fallimentare a contrarre con gli offerenti.
Roma, 23 gennaio 2015
Il Curatore Fallimentare
Prof. Dott. Carlo Ravazzin
mercato elettrico
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
La proposta. Una mission ambientale
per l’Acquirente Unico
I consumatori della maggior tutela potrebbero rappresentare
un “consorzio di acquisto” di dimensioni tali da poter fare da
controparte per i contratti a lungo termine nelle rinnovabili
di Andrea Marchisio*
Il 2015 potrebbe essere l’anno del varo
di un disegno organico di riforma del
mercato elettrico, stando alle recenti dichiarazioni di Claudio De Vincenti, vice
ministro dello Sviluppo Economico.
Alla prova dei fatti, soprattutto in considerazione dei vincoli posti dal percorso
intrapreso anche dall’Italia verso il market coupling e il Target Model europeo,
la “riforma organica” si concretizzerà
probabilmente in una meno enfatica adozione di meccanismi accessori ad integrazione dell’attuale architettura energy
only. Se per il termoelettrico vedremo
dunque l’avvio e lo sviluppo del Capacity Market secondo la direzione indicata
dall’AEEGSI nel “Quadro strategico per
il quadriennio 2015-2018”, per le fonti
rinnovabili non appaiono delinearsi interventi significativi benché proprio nei loro
confronti si dovrebbero cercare soluzioni
innovative in questa fase di progressiva
uscita dai meccanismi incentivanti.
Cercare soluzioni
innovative
Difatti, nonostante la costante riduzione del costo di generazione delle rinnovabili non programmabili, la “cannibalizzazione” dei ricavi di mercato delle fonti
a costo marginale nullo rende indefinito il
raggiungimento della market parity (che,
diversamente dalla grid parity, non prevede autoconsumo) sui mercati Day Ahead a System Marginal Price. La presa di
coscienza di questo fenomeno sta dunque spingendo gli attori del settore delle
rinnovabili a promuovere - più o meno
timidamente - una soluzione che già da
qualche tempo non appare avere valide
alternative: l’adozione di contratti a lungo
termine.
Tali contratti possono infatti contribuire al raggiungimento degli obiettivi di
decarbonizzazione per l’anno 2030 che
si stanno definendo a livello europeo attraverso lo sviluppo di impianti rinnovabili
in market parity fornendo maggiori certezze sui flussi di cassa (elemento fondamentale per investimenti ad alta intensità di capitale) e offrendo al sistema una
copertura sulla volatilità dei combustibili
fossili.
10
Le incertezze di mercato suggeriscono
tuttavia che i trader e le utilities non siano
attualmente disponibili a fare da off-taker
a tali contratti. Chi può dunque rappresentare la controparte? L’acquisto pluriennale a condizioni stabili deve essere
effettuato da una domanda omogenea e
capace di esprimere una preferenza di
prezzo aggregata (come anche sottolineato di recente dal presidente dell’Autorità
per l’Energia), legata ad un settore caratterizzato da un’elevata stabilità di volumi
nel tempo e rappresentata dai consumatori più avversi al rischio. Tale identikit
coincide con i consumatori residenziali e
SOHO (Small Office - Home Office).
Tutela sempre
più nel mirino
Ma com’è possibile aggregare un insieme così frammentato di piccoli consumatori? E quale off-taker avrebbe le
spalle sufficientemente grandi in termini di volumi acquistati e merito creditizio? La risposta è l’Acquirente Unico,
il consorzio di acquisto più importante
del mercato elettrico italiano che approvvigiona l’energia elettrica destinata al servizio di Maggior Tutela: regime
sempre più nel mirino del policy maker,
tant’è che la bozza del Ddl Concorrenza ne prevede lo smantellamento già a
metà 2015.
In alternativa, eLeMeNS ha immaginato invece che all’Acquirente Unico possa
essere assegnata una mission diversa,
che lo allontani dall’essere un soggetto
dominante nella fornitura delle piccole
utenze e lo spinga a diversificare il proprio portafoglio con fonti rinnovabili in
market parity: una mission ambientale
quindi, che fornisca all’AU obiettivi di
quote di approvvigionamento dell’energia elettrica da raggiungere gradualmente attraverso aste per contratti bilaterali
di lungo periodo a prezzi fissi e allineati ai
valori del mercato a termine, da stipulare
esclusivamente con impianti rinnovabili
non incentivati.
In questo modo, i consumatori aderenti al regime maggior tutela rappresenterebbero un “consorzio di acquisto” di
dimensioni tali da consentire l’unione tra
copertura di rischio-prezzo unita e tutela
ambientale, disintermediando tra produ-
zione di energia pulita e consumo.
Se il prezzo dell’AU risultasse nel tempo inferiore a quelli correnti di mercato,
gli utenti non lascerebbero la maggior tutela e le utilities potrebbero essere spinte
anch’esse a formulare contratti di lungo
periodo di acquisto dell’energia a fonti
rinnovabili.
Se invece il prezzo dell’AU risultasse nel tempo superiore ai valori correnti di mercato, i consumatori consorziati
nell’Acquirente Unico valuterebbero la
propria “willingness to pay” di energia
verde - e magari rivolgersi ad altri operatori di mercato. La gestione di un possibile scenario radicale di insolvibilità
dell’Acquirente Unico rappresenta dunque un punto nodale di questa soluzione:
chi si accollerebbe il rischio?
Nel caso fosse coperto dal sistema,
l’acquisto dell’energia rinnovabile assumerebbe i contorni di un incentivo;
se invece fosse scaricato sui produttori
da fonti rinnovabili, si perderebbe parte delle garanzie della cessione a lungo
termine.
Chi si accollerebbe
il rischio?
Una terza via potrebbe quindi essere quella di rivolgersi direttamente ai
consumatori nell’Acquirente Unico, vincolandoli ad un acquisto pluriennale al
momento dell’adesione al “consorzio” a
fronte di una garanzia di una fornitura a
fonti rinnovabili e di stabilità delle condizioni economiche.
Il diavolo - si sa - si nasconde nei dettagli, e questa soluzione ne riserva diversi: gli approfondimenti sul tema della
mission ambientale dell’Acquirente Unico - insieme alle consuete analisi su mercato, incentivi e regolazione - saranno
discussi nel corso del prossimo incontro
eLeMeNS del network LookOut - Rinnovabili Elettriche.
*partner eLeMeNS
esteri
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Energia Ue, servono
mercati più flessibili
“Crollo prezzi elettrici, Shell e Omv
investimenti a rischio” tagliano le spese
“I nuovi sviluppi energetici, che solo pochi
anni fa sembravano possibilità remote, hanno
messo l’Europa sulla strada di un uso dell’energia più affidabile e sostenibile, ma richiedono anche che i mercati divengano più flessibili
al fine di adattarsi a questi sviluppi”. Lo ha detto oggi a Bruxelles il commissario Ue al Clima
e all’Energia, Miguel Arias Cañete, aprendo la
conferenza annuale del Consiglio dei regolatori energetici europei (Ceer).
Il sistema elettrico deve adattarsi alla
crescente quota di fonti rinnovabili intermittenti e, contemporaneamente, assicurare una fornitura stabile e continuare
a favorire gli investimenti nelle tecnologie
low-carbon necessari alla transizione
energetica. Ma tutto questo non sarà
possibile perché i prezzi sul mercato
all’ingrosso sono troppo bassi per sostenere gli investimenti nella gran parte delle
tecnologie esistenti. E’ il grido d’allarme
lanciato dall’associazione dell’industria
elettrica europea (Eurelectric), che ha
presentato un rapporto da cui emerge
un marcato calo degli investimenti nelle
fonti rinnovabili tra il 2011 e il 2013.
“Gli obiettivi di decarbonizzazione
dell’Europa presuppongono 740 GW
di capacità di generazione aggiuntiva
al 2035, che potranno essere realizzati
solo se i decisori politici europei riconosceranno l’urgenza di un quadro regolatorio che permetta alle aziende di
centrare gli obiettivi in modo efficiente
dal punto di vista dei costi”, ha dichiarato il presidente del comitato Energy
Policy & Generation di Eurelectric, Oluf
Ulseth, secondo il quale deve essere in
particolare rafforzato il sistema emission trading, al fine ottenere un segnale
di prezzo in grado di stimolare gli investimenti nelle tecnologie low carbon.
Il rapporto Eurelectric contiene gli
ultimi dati statistici disponibili (riferiti
al 2013) sulla domanda, la generazione, la capacità e gli investimenti in
34 Paesi europei, nonché una serie
di suggerimenti all’Europarlamento e
alla Commissione Ue.
Il commissario Cañete: integrare
Fer, tariffe di rete eque. Mogg
(Ceer): nuovo ruolo per i Dso
Mogg e Cañete alla conferenza Ceer
In particolare, ha spiegato Cañete, dovrà
essere reso flessibile l’assetto stesso dei
mercati energetici. Ciò significa che le rinnovabili dovranno essere maggiormente integrate nel mercato e che le norme europee
dovranno permettere una migliore gestione
dell’offerta e della domanda di energia attraverso i confini. Al tempo stesso, i gestori dei
sistemi di trasporto dovranno rafforzare la
cooperazione.
La flessibilità sul lato della domanda, ha detto Cañete, “può ridurre significativamente i costi dell’energia, ma “per liberare questo potenziale i consumatori devono poter beneficiare
delle variazioni di prezzo sui mercati all’ingrosso attraverso l’accesso a informazioni chiare,
trasparenti e sicure e strumenti online affidabili
per la comparazione dei prezzi”.
In tale contesto, ha continuato il commissario, se da un lato le smart grid e gli smart
meter stimoleranno la flessibilità sul lato della
domanda, “i regolatori dovranno sorvegliare il
mercato in modo trasparente e le tariffe di rete
dovranno essere eque”.
Intervenendo alla conferenza Ceer, il presidente dell’organismo, John Mogg, ha sottolineato però che per sfruttare appieno le potenzialità della flessibilità sul lato della domanda
deve anche essere valorizzato il ruolo degli
operatori dei sistemi di distribuzione (Dso),
che proprio in queste settimane è oggetto di
un dibattito strategico e di una consultazione
(QE 22/12/14).
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Eurelectric: “Interventi Ue
o non sarà possibile la
transizione energetica”
Gli anglo-olandesi avvertono:
“Niente reazioni eccessive”.
Gli austriaci svalutano asset
per 700 milioni di euro
Il crollo dei prezzi petroliferi si riflette
sugli investimenti di Royal Dutch Shell e
Omv, che hanno aggiornato oggi le strategie al 2017.
Nel triennio, il colosso anglo-olandese taglierà gli investimenti di 15 miliardi di dollari,
una cifra definita “prudente” dall’amministratore delegato Ben van Beurden, secondo il
quale “dobbiamo stare attenti a non reagire
in modo eccessivo alla recente discesa dei
prezzi del greggio” per “conservare il potenziale di crescita nel medio-termine”. In ogni
caso, ha aggiunto, “Shell considererà ulteriori riduzioni degli investimenti se le condizioni
del mercato lo richiederanno”.
Da notare che ancora lo scorso ottobre
Shell indicava investimenti 2015 in linea
con i 35 miliardi di dollari dell’anno precedente.
Per quanto riguarda Omv, l’a.d. Gerhard
Roiss ha dovuto ridurre da 3,9 a 2,5-3
miliardi di euro gli investimenti annui del
periodo 2015-2017, che anche in questo
caso “potranno subire ulteriori riduzioni
ove necessario”. Il taglio non permetterà di raggiungere l’obiettivo produttivo di
400.000 bep/giorno al 2016, nonostante
i buoni risultati del quarto trimestre 2014
che hanno permesso un aumento del 15%
rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente fino a 318.000 bep/g.
Nel suo aggiornamento, il gruppo di
Vienna ha inoltre comunicato una svalutazione degli asset di 700 milioni di euro,
legata soprattutto alla filiale turca Petrol
Ofisi e alla generazione elettrica in Romania.
Gazprom, rublo e Ucraina affossano i conti
Nei primi 9 mesi 2014 crollano profitti e vendite di gas
Il crollo della valuta russa e un accantonamento di 83,9 miliardi di rubli dovuto alle
pendenze con la compagnia di Stato ucraina Naftogaz hanno influito pesantemente
sui conti di Gazprom, che nei primi 9 mesi del 2014 ha registrato un utile netto in
contrazione del 35% a 572,6 m.di rubli.
In base alla relazione di bilancio presentata oggi, il colosso del gas ha venduto nel periodo
gas per 317,1 m.di mc, in calo del 6,7% rispetto ai primi 9 mesi 2013 a causa soprattutto della
Russia (-7,5% a 157,9 m.di mc) e dei Paesi dell’ex Urss (-13% a 36,7 m.di mc). La discesa dei
volumi esportati in Europa è stata invece più contenuta (-3,4% a 122,5 m.di mc).
Grazie all’aumento del prezzo medio di vendita all’Europa (da 12.114 a 12.509 rubli
per m.ne mc) e all’ex Urss (da 8.301 a 10.000 rubli per m.ne mc), i proventi dalla
commercializzazione di gas sono scesi solo dell’1,9% a 2.084 m.di rubli.
Il futuro appare comunque sempre più cupo. Nella relazione di bilancio Gazprom
avverte infatti che “un’ulteriore discesa del prezzo del greggio influirà negativamente sulla nostra capacità di finanziare i previsti investimenti”.
attualità
www.quotidianoenergia.it 29 gennaio 2015
Idro, Enel chiude cessione di SF Energy a Sel e DE
Venduto il 33,3% della centrale di San Floriano per 55 milioni €.
Closing su SE Hydropower entro il 1° trimestre
Si è chiusa la vendita da parte di Enel del 33,3% di SF Energy agli altri due soci, Sel e Dolomiti Energia (QE 7/11/14).
Come stabilito negli accordi siglati a novembre, la quota nella società che gestisce la centrale idroelettrica da 135 MW di San Floriano è stata ceduta al prezzo di 55 milioni di euro,
suddiviso in parti eguali tra i due acquirenti, che ora deterranno il 50% ciascuno di SF Energy.
La centrale di San Floriano rientra tra i più grandi impianti idro dell’Alto Adige, con una
produzione media annua di circa 475 GWh, pari al bisogno annuale di circa 136.000 famiglie.
Negli accordi di novembre era anche previsto il passaggio (al prezzo di 350 milioni €) da Enel
a Sel del 40% di SE Hydropower, società che gestisce in regime di concessione 11 impianti
idroelettrici di grande derivazione con una potenza totale installata di circa 600 MW e 7 impianti di piccola derivazione per circa 18 MW, tutti localizzati in Alto Adige.
Il perfezionamento di questa seconda operazione potrà avvenire solo una volta realizzata
l’ultima condizione sospensiva prevista dall’accordo, nello specifico l’ottenimento da parte di
Sel dell’impegno delle banche a erogare il finanziamento per l’acquisto della partecipazione.
Si prevede che tale condizione si realizzi entro il primo trimestre del 2015.
Cdp, utile 2014 in calo
ma oltre le attese
Mobilitate risorse per 29 m.di €
(+5%). Intanto, ok assemblea ad
ampliamento perimetro d’azione
Il Cda di Cassa depositi e prestiti ha approvato i dati preliminari del 2014, che evidenziano un margine di interesse in calo a 1,2 miliardi
di euro e un utile netto di circa 2,1 miliardi, in
flessione rispetto ai 2,3 m.di del 2013 ma “superiore alle attese”, dice una nota.
Le risorse mobiliate e gestite sono risultate in crescita del 5% a 29 miliardi, di
cui oltre 9 m.di (+60%) per enti pubblici e
territorio, 7,6 m.di per le imprese e 2,3 m.di
per le infrastrutture.
Il patrimonio netto è previsto in crescita
dell’8% a 19,5 m.di.
Intanto, sempre oggi l’assemblea della Cdp ha approvato il cambio di Statuto relativo all’ampliamento del perimetro
per la concessione dei finanziamenti (QE
17/12/14), che vede tra le materie interessate anche l’efficientamento energetico e
la green economy.
Upstream, Tar boccia
permesso Colle dei Nidi
Accolto il ricorso di tre Comuni
contro il progetto di Gas Plus,
Medoilgas e Petrorep
Dal Tar Lazio arriva uno stop al permesso di ricerca upstream concesso nel luglio
2013 a Gas Plus, Medoilgas Italia e Petrorep Italiana nell’area Colle dei Nidi, estesa
per 83,19 kmq nelle province di Teramo e
Ascoli Piceno (QE 2/8/13).
Il Tribunale ha infatti accolto il ricorso dei Comuni di Bellante, Mosciano
Sant’Angelo e Campli che lamentavano
l’illegittima esclusione dal procedimento.
Di conseguenza, il decreto Mse e le relative intese con le Regioni Abruzzo e Marche
sono stati annullati.
Snam diluisce quota nel Tso francese Tigf
Entra Crédit Agricole Assurances, il gestore della rete
italiana scende dal 45 al 40,5%
Crédit Agricole Assurances entra
nell’azionariato di Tigf, il gestore della
rete gas francese acquistato nel 2013 da
Snam, dal fondo sovrano di Singapore
Gic e da Edf (attraverso il fondo dedicato
alla dismissione degli asset nucleari Edf
Invest) (QE 30/7/13).
La filiale assicurativa del gruppo bancario d’oltralpe, annuncia una nota, pagherà 180 milioni di euro per il 10% di
Tigf, che considerando il debito si traduce in un enterprise value di oltre 3 miliardi
di euro: 600 milioni di euro in più rispetto
all’enterprise value di 2,4 miliardi di euro
fissato al tempo dell’acquisizione da parte di Snam, Cig ed Edf.
In dettaglio, al completamento dell’operazione Snam scenderà dal 45 al 40,5%,
Gic dal 35 al 31,5% ed Edf dal 20 al 18%. Il closing dell’operazione, sottoposto alle
usuali condizioni sospensive, è previsto entro il primo trimestre 2015, conclude la
nota.
Tigf, con sede a Pau, impiega circa 500 persone e gestisce una rete di gasdotti di
5.000 km e due importanti siti di stoccaggio a Lussagnet e Izaute.
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